اين نوشتار برآن است تا برنامه موازنه گاز طبيعي در افق چشم‌انداز 20 ساله كشور 1384 تا 1403 كه توسط معاونت برنامه‌ريزي وزارت نفت در سال 1383 تهيه شده است را مورد بررسي قرار دهد.
موضوع مديريت منابع گازي از دو بعد قابل بررسي است. در بعد اول، مساله وجود تعادل (بالانس) در عرضه و تقاضاي گاز يا همان تراز گاز مطرح است و در بعد ديگر، به گاز از جنبه ارزش افزوده موجود در آن نگاه مي‌شود؛ كه اين دو بعد از يكديگر منفك بوده و در پيشبرد هر يك، پيش شرط‌ها و نتايج مختلفي حاصل مي‌شود.
در بحث تراز گاز دو موضوع مهم مطرح است. موضوع اول عرضه (توليد) گاز طبيعي است كه ميزان ذخاير گازي و توان توليد بالقوه و بالفعل گاز از پيش‌نيازهاي آن بوده و براساس اين شاخص و حجم سرمايه‌گذاري و... ميزان توليد برآورد مي‌گردد. موضوع دوم ميزان تقاضاي گاز است كه شامل مصرف گاز در سه حوزه مصرف داخلي (مصارف بخشي)، تزريق به مخازن نفتي و صادرات مي‌باشد. در گزارش وزارت نفت، به مقوله گاز از بعد تراز گاز پرداخته شده اما به دليل برخي شبهات، اين ديدگاه از چند زاويه قابل بررسي است. اول آن‌كه ميزان عرضه گاز به صورت نسبتي از ذخاير قابل برداشت در كشور برآورد گرديده و توان برداشت به صورت مفروض پذيرفته شده است. از سويي ديگر برآورد مصرف داخلي نيز بسيار خوشبينانه بوده و تنها با تكيه بر مديريت مصارف بخشي، كاهش سطح مصرف پيش‌بيني شده ‌است.
اما در كنار نگاه به گاز از بعد تراز و تعادل عرضه و تقاضا، جايگزيني گاز با سوخت‌هاي ديگر نيز از مقولات مهمي است كه همواره از سوي كارشناسان مطرح شده‌ و به بحث در مقوله ارزش افزوده و مديريت مصرف گاز در بعد كلان و استراتژي انرژي باز مي‌گردد كه در اين خصوص نگاه به مصرف براساس مبناهاي اقتصادي بوده و به مقولات تراز گاز كم‌تر پرداخته مي‌شود. البته هر كشوري براي ايجاد ثبات در صنعت و ايجاد حس امنيت در مصرف كنندگان، نسبت به تراز نمودن و بالانس عرضه و تقاضاي گازي خود تلاش مي‌كند. تراز گاز بيانگر موازنه بين عرضه و تقاضاي گاز بر حسب ميليون متر مكعب گاز در روز است كه به صورت زير بيان مي شود:
تراز گاز= (مصرف داخلي + تزريق به مخازن نفتي + صادرات)- توليد
در اين موازنه چهار پارامتر در كنار يكديگر قرار مي‌گيرند؛ لذا براي بررسي دقيق تراز گاز در يك چشم انداز بلند‌مدت لازم است تا هر يك از پارامترها در بازه زماني معيني بررسي شده و براساس سياست‌هاي كلي انرژي و مدل‌سازي اقتصادي ميزان وزن هر پارامتر ارزيابي گردد. اين در حالي است كه با وجود مثبت ارزيابي نمودن تراز گاز در چشم انداز بيست ساله وزارت نفت، آمار و اطلاعات ارايه شده از سوي مسئولين چندان همخواني نداشته و برخي از مسئولين و كارشناسان از عدم بالانس تراز گاز و منفي بودن آن خبر مي‌دهند.
در اين نوشتار به منظور ارزيابي برنامه موازنه گاز طبيعي در افق چشم انداز 20 ساله 1384- 1404، به بررسي ميزان توليد، مصرف داخلي، تزريق به مخازن نفتي و صادرات گاز طبيعي مي‌پردازيم.

1- توليد
ارزيابي ميزان توليد گاز در افق زماني معين، مستلزم بررسي پارامترهاي متنوعي است. در وهله اول توليد گاز نيازمند وجود ذخاير قابل برداشت گازي است. گاز، از كلاهك گازي مخازن نفتي، گاز همراه نفت و مخازن گازي مستقل توليد مي‌شود. در اين ميان نحوه محاسبه ميزان گاز درجا و ضريب برداشت از منابع گازي از پارامترهاي موثري مي‌باشد كه در محاسبه ميزان گاز قابل توليد مورد استفاده قرار مي‌گيرند. همچنين توليد گاز مستمر در بازه طولاني مدت، مستلزم كشف مخازن جديد بوده كه تداوم توليد را تضمين نمايد.
در بعد ديگر براي توليد، پالايش و انتقال گاز از محل توليد به محل مصرف و تحويل آن به حلقه انتهايي زنجيره توليد(مصرف كننده نهايي)، لازم است تا ظرفيت توليد گاز در قالب مباحثي چون ظرفيت توليد فعلي، ظرفيت‌هاي توليدي در حال احداث و برنامه‌ريزي شده يا قابل برنامه‌ريزي، ميزان سرمايه‌گذاري مورد نياز، تكنولوژي لازم جهت بهره‌برداري و منابع انساني تعريف گردد. ظرفيت انتقال نيز از ديگر پارامترهاي تأثيرگذار در ميزان ظرفيت توليدي است كه بايد به آن توجه شود.



در ادامه سعي مي‌شود در هر مورد توضيحاتي هرچند كوتاه، اما مفيد بيان گردد.

1-1- منابع گازي كشور
منابع گازي به صورت‌هاي گاز همراه نفت، گاز كلاهك و گاز مستقل در مخازن وجود دارند. اصولاً در شرايط اوليه يك مخزن، سيالات هيدروكربني به يكي از دو حالت تك فازي و يا دو فازي ديده مي‌شوند. در حالت تك فازي ممكن است تمام گاز موجود در مخزن مايع بوده و در نفت حل شده باشد. در اين حالت منابع گازي، گاز همراه به شمار مي‌آيند. بالعكس اين حالت مخزن گازي است كه منابع گاز مستقل خوانده مي‌شود و در صورتي كه اين مخرن در يك ميدان نفتي قرار گرفته باشد به آن سازند گازي نيز گفته مي‌شود. در صورتي كه سيال مخزن به صورت دو فازي باشد، در فاز مايع، گاز به حالت محلول وجود داشته و در فاز گاز نيز به عنوان كلاهك گازي، گاز به حالت تك فاز وجود خواهد داشت.
ميزان ذخاير باقيمانده گاز قابل استحصال كشور تا پايان سال 1385، در حدود13/28 تريليون مترمكعب بوده است. در سال 1385 از مجموع 22 ميدان فعال گازي كشور، 15 ميدان آن به صورت مستقل گازي و 5 ميدان سازندهاي گازي ميادين نفتي و 2 ميدان در دريا مي‌باشند.

جدول 1- ذخاير گازي كشور







1-1-1- ميادين مشترك گازي
ميادين مشترك گازي شامل 6 ميدان است كه ميدان گنبدلي با 25/13 ميليارد مترمكعب در خشكي در مجاورت كشور تركمنستان و 5 ميدان آن در خليج فارس و در مجاورت ميادين كشورهاي قطر، عربستان، عمان و امارات متحده عربي قرار دارند.














1-2- ظرفيت توليدي
ظرفيت‌هاي توليد گاز در كشور در يك بازه زماني بلند مدت بيست ساله به سه دسته تقسيم مي‌شود.
1-2-1- ظرفيت توليد در حال بهره‌برداري شامل:
- توليد از سازند گازي ژوراسيك مسجد سليمان، سازند بنگستان لب سفيد
- توليد از ميادين نار و كنگان، آغار و دالان، خانگيران (سازندهاي مزدوران و شوريجه)، گنبدلي، سراجه، سرخون، گورزين و تابناك در خشكي
- ميدان پارس جنوبي در دريا
توليد گاز از اين ميادين از نرخ 43/97 ميليون مترمكعب در روز در سال 1375 به رقم 84/332 ميليون مترمكعب در روز در سال 1385 رسيده است كه 43/4 ميليون مترمكعب در روز آن از سازندهاي گازي صورت گرفته است. همچنين بخشي از گاز توليدي از منابع گاز همراه بوده است كه به دليل وابستگي توليد گاز همراه به توليد نفت خام و نسبت گاز به نفت در ميادين نفتي مختلف با توجه به اينكه توليد نفت خام از چه مياديني صورت بگيرد مقدار آن متفاوت است. طي سالهاي 85-1375 مقدار گاز همراه توليدي از 65/69 ميليون مترمكعب در روز به 27/74 ميليون مترمكعب در روز افزايش يافته است كه بخش اعظم آن، مقدار41/69 ميليون مترمكعب در روز از مناطق نفتخيز جنوب بوده است.
1-2-2- ظرفيت توليد در حال احداث و ساخت
در طي سال‌هاي اخير، سرمايه‌گذاري‌هايي در جهت توسعه منابع گازي كشور صورت گرفته است كه از مهم‌ترين آن‌ها مي‌توان به احداث فازهاي در حال احداث پارس‌ جنوبي اشاره كرد. براين اساس عمليات اجرايي فازهاي 6، 7 و 8 كه براي تزريق به ميادين نفتي اختصاص يافته است، هم‌اكنون به پايان رسيده و با توجه به اتمام عمليات خط لوله انتقال و انجام مراحل عملياتي اين فازها، انتظار مي‌رود تا اين سه فاز تا پايان سال مورد بهره‌برداري قرار گيرند. همچنين فازهاي 9 و10 پارس‌ جنوبي از جمله ديگر طرح‌هاي گازي در حال اتمام كشور است كه هم‌اكنون در مرحله پيش از راه‌اندازي مي‌باشد و پيش‌بيني مي‌شود تا ابتداي فصل سرما، به مدار عملياتي وارد شوند تا بتواند بخشي از نياز زمستاني كشور به گاز را پوشش دهند. فازهاي 11، 12، 13و 14 پارس جنوبي از ديگر طرح‌هاي برنامه‌ريزي شده جهت توليد بيشتر گاز مي‌باشند. گاز اين فازها براي طرح‌هاي LNG اختصاص يافته‌اند كه هنوز در مراحل اوليه بوده و برنامه مشخصي براي آن‌ها تهيه نشده است. فازهاي 15، 16، 17 و 18 پارس جنوبي از ديگر طرح‌هاي توسعه‌اي ميدان پارس جنوبي مي‌باشند كه از سال 1385 عمليات احداث آن‌ها آغاز شده كه تاكنون نزديك به 15 درصد پيشرفت داشته‌اند. طبق برنامه‌ريزي اوليه، پيش‌بيني مي‌شود اين فازها تا سال 1391 به بهره‌برداري برسند. البته در شرايط موجود و افزايش فشارهاي بين‌المللي و تحريم‌هاي سياسي عليه كشور، به نظر كارشناسان، اين طرح در زمان پيش‌بيني شده محقق نخواهد گرديد.
1-2-3- ظرفيت توليد برنامه‌ريزي شده يا قابل برنامه‌ريزي
با توجه به ميزان سهم ايران از ذخاير گازي جهان و حجم بالاي ذخاير گازي ايران، فرصت‌هاي بسياري براي افزايش ظرفيت توليد قابل برنامه‌ريزي است كه لازم است تا در برنامه بلند‌مدت به آن پرداخته شود كه از مهم‌ترين اين طرح‌ها، طرح‌هاي توسعه‌اي ميدان پارس جنوبي در فازهاي 19، 20، 21، 22، 23 و 24، طرح توسعه ميدان هنگام و طرح توسعه ميادين تازه كشف شده توسط شركت‌هاي خارجي است.
در گزارش وزارت نفت با ذكر اين نكته كه "باقيمانده ذخاير گاز قابل استحصال در ابتداي سال 1383 برابر 45/27 تريليون متر مكعب است" و "ايران بيش از 15 درصد ذخاير گازي جهان را در اختيار دارد" و ايران با پتانسيل موجود (حجم توليد و واردات گاز) و طرح‌هاي در دست اقدام و آتي مي‌تواند به تنهايي حدود ده درصد نياز جهاني را در افق 2025 تأمين نمايد و جايگاه دومين كشور توليد كننده گاز طبيعي پس از روسيه را به خود اختصاص دهد، به پيش‌بيني توليد در برنامه چشم‌انداز 20 ساله پرداخته شده است. اما بايد توجه كرد كه بين مفاهيمي چون حجم گاز قابل استحصال در مخازن و گاز توليدي تفاوت وجود دارد. براي تبديل گاز قابل استحصال به گاز توليدي نيازمند تكنولوژي، نيروي انساني و سرمايه‌گذاري مي‌باشيم. در جدول ذيل، پيش‌بيني توليد گاز كشور تا افق 1404 در سند تراز بيست ساله گاز وزارت نفت آمده است.













حال براي ارزيابي اعداد جدول فوق كافي است به مطالبي اشاره كنيم تا بتوان نبود فاكتورهاي لازم براي محاسبه دقيق چنين ارزيابي را مشخص كرد:
الف) بر اساس گزارش وزارت نفت نرخ افزايش سالانه توليد در ايران 3/5 درصد در طول دوره بيست ساله است. اين در حالي است كه تا پيش از آن رشد توليد در سال 1382 نسبت به سال پيش از آن 3 درصد بوده است. با توجه به اعداد جدول فوق، درصد رشد سالانه توليد گاز در ايران محاسبه شده است.
بر اساس اين جدول، رشد ساليانه توليد گاز برابر 8/7 درصد است. اين در حالي است كه بر اساس مدل پيش بيني توليد گاز طبيعي طي سال هاي 2010-2025، درصد رشد سالانه توليد گاز در مناطق جهاني در جدول ذيل آمده است. هرچند كه ممكن است برخي از توليد‌كنندگان اين مناطق به نوعي با كاهش توليد در اثر كاهش سهم ميزان ذخاير قابل برداشت مواجه شده‌باشند، اما به طور كلي با توجه به گستردگي جغرافيايي امر مي‌توان به صورت كيفي نتايج قابل قبولي را از آن كسب نمود.












اعداد فوق نشان مي‌دهند كه رشد سالانه توليد گاز در جهان بسيار پايين‌تر از اعدادي است كه براي رشد ساليانه توليد گاز در كشور در نظر گرفته شده است و تنها قطر با رشد ساليانه 4/11 درصد داراي رشد دو رقمي مي‌باشد. با يك مقايسه بين اعداد رشد سالانه توليد گاز در كشور و مناطق جهاني كه از جديدترين تكنولوژي‌ها در بهره‌برداري از منابع گازي برخوردارند و بدون محدوديت سياسي، سرمايه لازم براي افزايش توليد را دارند، در مي‌يابيم كه اين پيش بيني ها با توجه به روند فعلي چندان واقعي نيستند.
ب) بر اساس اظهار نظر معاون برنامه‌ريزي تلفيقي وزارت نفت، براي افزايش توليد از 500 ميليون مترمكعب در روز به يك ميليارد و هشتصد ميليون مترمكعب در روز (در سال 1404) نياز به سرمايه‌گذاري برابر با 137 ميليارد دلار است. بر اين اساس ساليانه به 8 ميليارد دلار سرمايه‌گذاري براي افزايش توليد گاز نياز خواهد بود. به گزارش پايگاه اطلاع‌رساني سازمان منطقه ويژه اقتصادي انرژي پارس، ميزان جذب اعتبار در پروژه‌هاي شركت نفت و گاز پارس، تا پايان مردادماه سال 1386 بالغ بر يك ميليارد دلار بوده و حداكثر پيش‌بيني جذب سرمايه تا پايان سال 86 معادل سه ميليارد دلار مي‌باشد.
ج) از آنجا كه توليد داخلي گاز نياز اين عرصه را تامين نمي‌كند، به نظر كارشناسان، درگزارش وزات نفت، در فرمول تراز گاز، حجم گازتوليدي به همراه حجم گاز وارداتي از كشور تركمنستان (سواپ) در نظر گرفته شده است.
د) براي دستيابي به اهداف توليدي توليد گاز از كلاهك‌هاي گازي ميادين پازنان و نفت سفيد براي تزريق به مخازن ديگر در برنامه گنجانده شده تا حجم گاز توليدي مورد نياز براي تزريق فراهم شود.
ﻫ) براي استمرار توليد، نياز به كشف ميادين جديد است، لذا براي تأمين منابع جديد توليدي، حجم گاز قابل استحصال از فعاليت هاي اكتشافي نيز در برنامه بيست ساله (1403-1384) به طور متوسط سالانه 157 ميليارد مترمكعب تخمين زده شده است